A Venezuela é um paradoxo estendido num colchão de petróleo. O país tem 300 bilhões de barris em reservas – 13% mais que a Arábia Saudita; quatro vezes mais que a Rússia; 17 vezes mais que o Brasil. As maiores do mundo.
Mas a produção joga em outra liga. O auge deles está num passado distante. Foi em 1997, quando o país tirava 3,4 milhões de barris por dia (bpd).
Com a ascensão do chavismo, a partir de 1999, os investimentos caíram, os equipamentos de extração envelheceram, e a produção hoje é 70% menor do que há três décadas – 1 milhão de bpd; bem atrás do Brasil mesmo, que tira 4,5 milhões de barris por dia.
Com a deposição de Maduro, em janeiro deste ano, passou a ser natural que qualquer empresa de óleo e gás da Terra estude operar ali. Mais ainda as do Brasil, país vizinho que se tornou, nos últimos anos, o sexto maior exportador de petróleo do mundo.
Por enquanto, três empresas daqui estão de olho lá. Três bem diferentes. Uma é parte do conglomerado dos irmãos Batista, que dispensa apresentações – trata-se da Fluxus, o braço da J&F na exploração de petróleo.
Outra é a Eneva, maior produtora privada de gás natural do Brasil – e que estuda produzir o insumo por lá. Por último, a que chegou primeiro: uma junior oil brasileira formada justamente para produzir na Venezuela: a Alvorada.
Vamos começar por ela.
A operação da Alvorada
A Alvorada chegou lá quando “tudo era mato”. Mais precisamente, em 2024, antes da queda de Maduro. “Entendemos [na época] que poderia haver uma abertura similar à que aconteceu após a queda da União Soviética,” disse Paulo Buzanelli, fundador e CEO da Alvorada, à Bloomberg, em abril. “O que estamos vendo hoje é a realização dessa tese.”
A petroleira é a primeira empreitada de Buzanelli na área. Ele vem da Concordia, uma venture capital de Brasília – entre as investidas dela está a Acqua Casa, uma fabricante de louças e metais sanitários.
Na Venezuela, eles assumiram três blocos da PDVSA que estavam inativos. Investiram US$ 30 milhões na reativação. O contrato com a estatal venezuelana de petróleo é de “participação produtiva”. Eles extraem o óleo e pagam royalties para o Estado em barris – não divulgaram quanto, mas pela lei venezuelana, fica entre 20% e 30%.
São 844 poços ali – em terra, como quase todos da Venezuela –, e que ocupam uma área de 580 km² (um terço da cidade de São Paulo, para dar uma ideia). A produção é pequena pelos padrões da indústria: 4 mil barris por dia. Dá metade de um dos menores campos da Prio, o de Polvo.
Mas na indústria do petróleo as cifras sempre são superlativas. Com o barril a US$ 100, essa produção significa um bruto, antes de royalties, de US$ 146 milhões por ano – quase R$ 800 milhões.
Ajuda o fato de o óleo desses blocos ser majoritariamente leve – algo raro na Venezuela. O óleo “leve” é aquele mais parecido com gasolina do que com asfalto. É mais fácil de refinar. Logo, vale mais no mercado que o pesado. E a companhia pretende aumentar a produção para 22 mil barris por dia.
Bom, após a deposição de Maduro, em janeiro deste ano, a Alvorada ganhou um investidor de peso: a Galapagos Capital. Outro passo que eles deram desde o fim do regime foi a compra de uma pequena empresa americana de petróleo, a Calistoga.
É uma empresa de produção artesanal. Tira três barris por dia. Não “três mil”. Três mesmo. A ideia é usar o CNPJ texano para operar na Venezuela – já que o governo americano tem o virtual controle do país agora, e tende a dar preferência a empresas americanas.
Fluxus: o braço da J&F
O conglomerado dos irmãos Batista atua em mais áreas que o Tio Patinhas: frigorífico, mineração, celulose, banco, mídia, higiene pessoal, energia elétrica. E em 2023 entrou para o setor de óleo e gás, com a compra da Fluxus.
Trata-se de uma junior oil fundada por Ricardo Savini, ex-CEO da 3R Petroleum (que hoje é parte da Brava Energia). A Fluxus tem uma pequena operação de petróleo e gás natural na Argentina e, em julho deste ano, colocou suas brocas na Venezuela.
Ela comprou a A&B Oil and Gas, uma petroleira privada de lá. A A&B era sócia da PDVSA num projeto de extração – uma joint venture chamada Petrolera Roraima (não em “homenagem” ao Estado brasileiro, mas ao Monte Roraima, que é mais venezuelano – 85% dele fica na Venezuela).
Com a compra, a J&F ficou com 49% da Roraima. A PDVSA segue com 51%. A operação ali consiste em tirar óleo extrapesado (9° API, que só serve para fazer asfalto), misturar com petróleo leve, e obter um óleo mais fácil de vender (25° API, bom para gasolina e diesel).
Ela opera três blocos de extração. Somados, eles têm uma área de 1.825 km², um pouco maior que a cidade de São Paulo. A produção está em 30 mil barris por dia. E o objetivo ali é elevar a produção do campo para 120 mil bpd.
Trata-se de uma meta ambiciosa: isso é o equivalente ao campo de Itapu, na Bacia de Santos – o 9º mais produtivo entre os 21 do pré-sal.
A J&F, enfim, entrou de cabeça no petróleo Venezuelano. Na Eneva, que além de produzir gás é a maior operadora de termelétricas do país, a história é um pouco diferente.
A ideia ali não é tirar petróleo. É fornecer as “pás e picaretas” para que os outros tirem. No caso, produzir eletricidade a partir do gás venezuelano.
Eneva: foco na infraestrutura
Porque a Venezuela vai precisar de muita eletricidade se quiser aumentar a aumentar a produção. E a retomada prevê, para o médio prazo, uma volta ao auge histórico – os 3 milhões de bpd do final dos anos 1990.
“Não se aumenta a produção nesse nível sem energia elétrica”, disse Lino Cançado, CEO da Eneva, numa entrevista ao Valor em junho. “É um país que precisa de tudo o que a Eneva pode fazer. Seja no ‘upstream’ [extração de gás], seja no ‘downstream’ [transporte], seja na geração [de eletricidade].”
A intenção virou algo mais concreto agora, no dia 21 de setembro. A Eneva assinou um acordo com a americana Halliburton, fornecedora tradicional de serviços para a indústria de óleo e gás. Tão tradicional que está há 90 anos na Venezuela.
Não é um contrato propriamente dito. Trata-se de um memorando de entendimento, um documento em que duas partes registram a intenção de cooperar num projeto. A Halliburton, que divulgou o acordo, foi lacônica. Só disse que vai ajudar a Eneva a “identificar e buscar oportunidades na Venezuela”.
A Eneva é especialista num tipo específico de fornecimento de gás para termelétricas: o reservoir to wire. Significa plugar um poço de gás natural direto na usina. O combustível que sai vira energia ali mesmo, sem gasoduto.
Ao colocar no mesmo espaço a fonte do gás e a usina, a Eneva opera com custos baixos e previsíveis. Num país como a Venezuela, com muitos reservatórios, pouca infraestrutura e uma demanda por eletricidade que promete crescer, “identificar e buscar oportunidades” nessa linha é um no brainer. Não é improvável, afinal, que elas apareçam.
